Fracturamiento hidraulico (1)

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA

INTEGRANTES

Vanessa Rubio Muñoz Angélica Torres

Guerrero Hans Cifuentes

Bernal Juliana Pachón

Rodríguez Fabián Peña Amaya Diego Torres Salcedo FUNDACION UNIVERSIDAD DE

AMERICA

INDICE

1. Definición2. Proceso3. Por que se hace4. Evolución5. Objetivos6. Beneficios7. Orientación de la fractura8. Factores que influyen en la fr

actura9. Geometría de la fractura10. Hidráulica de fracturamiento FUNDACION UNIVERSIDAD DE

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DEFINICIÓNFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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DEFINICION

Inyección de un fluido fracturante.

Generar en ella canales de flujo (fracturas).

Colocar elemento de empaque.

Cuando la fractura se genera se sigue aplicando presión para extenderla.

Ayuda al pozo a lograr una tasa de producción más alta.


PROCESOFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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PROCESO

Se bombean dos sustancias principales: apuntalantes y fluidos de fracturamiento.

Apuntalantes: partículas que mantienen abiertas las fracturas.

Fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos.

Dos etapas principales. Primera: no contiene

apuntalante (Pad). Segunda: transporta el

apuntalante. FUNDACION UNIVERSIDAD DE

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POR QUE SE HACEFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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POR QUE SE HACE

La operación de fracturamiento hidráulico se realiza en un pozo las tres razones siguientes:

1. Desviar el flujo, para evitar el daño en las vecindades del pozo y retornar a su productividad normal.

2. Extender una ruta de conducto en la formación, así incrementar la productividad a sus máximos niveles.

3. Alterar el flujo, de fluidos en la formación.


EVOLUCIÓNFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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EVOLUCION

El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue bombeado en el pozo Klepper No. 1 en Julio de 1947.

Primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico empleaban fluidos a base de hidrocarburos.

Los fluidos a base de agua, tales como las soluciones de polímeros lineales, fueron introducidos en la década de 1960.

Para mejorar la viscosidad térmica, los técnicos químicos agregaron sales metálicas.

Hoy en día, los fluidos a base de polímeros reticulados se utilizan como rutina a temperaturas de pozos de hasta 232°C aprox.


EVOLUCION

La recuperación del fluido con posterioridad al tratamiento requirió el agregado de agentes de oxidación resistentes.

Se desarrollaron los rompedores encapsulados que permitieron concentraciones más altas de oxidantes y redujeron la cantidad de residuo de polímero en el empaque de apuntalante.

La inclusión de fibras mejoró la capacidad de transporte de apuntalante de los fluidos.


EVOLUCION

La generación más reciente de fluidos de fluidos de fracturamiento emplea surfactantes visco-elásticos no poliméricos de bajo peso molecular.

Cuando el fluido entra en contacto con los hidrocarburos en el fondo del pozo, su viscosidad se reduce sustancialmente, lo cual favorece la recuperación eficiente y virtualmente los empaques de apuntalantes sin residuos.


OBJETIVOSFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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OBJETIVOS

El objetivo del fracturamiento hidráulico es mejorar la productividad de los pozos mediante la creación de un trayecto de flujo desde la formación hacia el pozo. Los tratamientos de fracturamiento convencionales rellenan completamente la fractura con apuntalante, lo que mantiene abierta la fractura para preservar el trayecto de la producción.


OBJETIVOS

Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos.


OBJETIVOS

Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas de yacimientos de baja y alta permeabilidad.

Incremento de la tasa de petróleo en pozos que han sido dañados

Conectar fracturas naturales presentes en la formación

Disminuir el diferencial de presión alrededor del pozo para minimizar la producción de arena y/o asfáltenos

Controlar la producción de escamas


BENEFICIOSFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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BENEFICIOS

Disminución del daño

Aumento de la conductividad

Mayor área de flujo

Mejoramiento de la producción


ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA



La orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera.


Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica es generada por tensión, la orientación de la fractura estará en dirección perpendicular a la menos tensión. Independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos.



El esfuerzo mínimo de los tres principales esfuerzos ortogonales de un punto en la formación productora, es el parámetro determinante que controla la geometría de la fractura.





Esfuerzo tangencial• Se encuentra

en la superficie del plano sobre el que actúa.

Esfuerzo normal• Aplicado en

la cara normal al eje x.

Esfuerzo cortante• Esfuerzo de

corte que actúa en la cara normal a la parte frontal de cuerpo.

Este esfuerzo mínimo se encuentra en el plano horizontal para la mayoría de los pozos petroleros.

Una fractura se desarrolla perpendicular al mínimo esfuerzo y para el caso del fracturamiento hidráulico, si el mismo esfuerzo esta en el plano horizontal, entonces el desarrollo de la fractura será en el plano vertical.





Puede ser:

Los factores que tiene mayor influencia en la orientación de la fractura son, la presión de poro, el modulo de Poisson, el modulo de Young, dureza y compresibilidad de la roca.



Basándose en la experiencia, las fracturas horizontales se producen a una profundidad menor a aproximadamente 2000 pies debido a la Tierra la sobrecarga en estas profundidades proporciona la tensión al director.



Si se aplica presión al centro de una formación en estas condiciones relativamente poco profundas, la fractura es más probable que ocurra en el plano horizontal, ya que será más fácil para separarlos de la roca en esta dirección que en cualquier otro. En general, por lo tanto, estas fracturas son paralelas al plano de estratificación de la formación. FUNDACION UNIVERSIDAD DE

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Como aumenta la profundidad más allá de aproximadamente 2000 pies, el aumento de sobrecarga de estrés por aproximadamente 1 psi / ft., Haciendo el esfuerzo de sobrecarga de la tensión dominante Esto significa que la tensión de confinamiento horizontal, ahora es el estrés lo principal.



Dado que las fracturas hidráulicamente inducidas se forman en la dirección perpendicular a la menor tensión, la fractura resultante a profundidades mayores de aproximadamente 2000 pies se orientan en la dirección vertical.



En el caso en que una fractura puede cruzar un límite donde los cambios de esfuerzos principales de dirección, la fractura intentaría reorientarse perpendicular a la dirección del esfuerzo.



ORIENTACIÓN DE LA FRACTURAPor lo tanto, si una fractura se propaga desde

mayor profundidad a menor profundidad en las formaciones, ella misma se reorienta desde una dirección vertical a una vía horizontal y extendida lateralmente a lo largo de los planos de estratificación de las capas de roca.


FACTORES QUE INFLUYEN EN UNA FRACTURA


FACTORES

Esfuerzos Locales

Presión De Sobrecarga

Presión De Poro

Comportamiento De la Roca

Compresibilidad Roca


ESFUERZOS LOCALES

También llamados In situ Stresses.

El concepto de esfuerzo se refiere a la capacidad que posee un cuerpo para soportar una carga por unidad de área, dependiendo de la dirección en la cual se aplica la fuerza en relación a la superficie.


Esfuerzos Normales•Perpendicularmente al plano de aplicación•Se representan con la letra σ

Esfuerzos De Corte•Paralelamente al plano de aplicación•Se representan con la letra τ.

Esfuerzos Efectivos•Carga neta soportada por la estructura mineral sólida•Parte de la carga sea soportada por el fluido•Se representan con al letra σ’


ESFUERZOS LOCALES

Se consideran positivos (+) cuando son de Compresión y negativos cuando son de Tensión (-).

Depende de las condiciones de deposición y de eventos tectónicos ocurridos.

Resulta en un campo de esfuerzos donde se combinan esfuerzos normales y de corte


ESFUERZOS LOCALES

PRESIÓN DE SOBRECARGA

Presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos sobre una formación particular.


PRESIÓN DE SOBRECARGA

La formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales está sometida en todo momento.


PRESIÓN DE PORO

La matriz rocosa solo se ve afectada por el esfuerzo efectivo, debido a que el fluido contenido en ella soporta parte del esfuerzo aplicado.

σ’= σ - αpCuando la presión de poro

disminuye, el esfuerzo efectivo se hace mayor


PRESIÓN DE PORO

Es más difícil iniciar una fractura cuando la formación ésta en su etapa madura. Por esto la energía a aplicar para iniciar y propagar la fractura es mayor.

Si la presión de poro incrementa debido a la inyección de fluidos, permite iniciar la fractura más fácilmente


COMPORTAMIENTO DE LA ROCA La selección del modelo

matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante.

Existen desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos.

Incluyen:• Comportamiento elástico• Interacciones roca-fluido• Temperatura


COMPORTAMIENTO DE LA ROCA Un cuerpo a sometido a

una carga por esfuerzos esfuerzos, el mismo se deforma.

La deformación depende de las constantes elásticas del material.

El modelo más conocido es el lineal elástico, utilizado por su simplicidad.

Se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ) y deformación (ε), los cuales relaciona la Ley de Hooke. FUNDACION UNIVERSIDAD DE

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σ = E * ε

COMPORTAMIENTO DE LA ROCA

Relación de Poisson

Modelo poroelástico


MODULO DE YOUNG

Llamado también modulo de elasticidad. Se representa con al letra E.

Medida de rigidez de la roca, a mayor valor de E, mayor es la rigidez.

Afecta directamente a la propagación de la fractura:

A valores bajos se induce una fractura ancha, corta y de altura limitada

A valores grandes resultan en una fractura angosta, alta y de gran penetración horizontal.


RELACIÓN DE POISSON

La roca es comprimida uniáxialmente, la misma se deforma en dos direcciones distintas, se acorta a lo largo del eje del esfuerzo y se expande lateralmente en el plano vertical al eje del esfuerzo.

Se denomina con la letra V.



Si definimos ambas deformaciones con sus respectivas ecuaciones, tenemos:


El Módulo o Relación de Poisson (v) se define como la relación entre ambas deformaciones y es siempre positiva, de allí el signo negativo en la ecuación.


Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un modelo poroelástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.


MODELO POROELÁSTICO

Uno de los más comunes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca, es el coeficiente poroelástico (α), llamada también “Constante de Biot”.

Cuanto más alto es su valor, mayor es la eficiencia y menor el Esfuerzo Efectivo (σ’) aplicado sobre la matriz rocosa.

Para pozos de aceite el valor de esta constante es de 0,70.


Pyac → 0; α → 0 σ’ → σ ; Pyac → 0

COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Mecanismo de

expulsión de hidrocarburos.

La compresión de la roca causa un aumento del espacio poroso interconectado.

La compresibilidad es la única fuente de energía de producción.


COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

Compresibilidad de los Poros (Cp)

•Cambio fraccional en volumen poroso de la roca con respecto al cambio unitario de presión

Compresibilidad de la matriz (Cr)

•Cambio fraccional en volumen de la roca sólida con respecto al cambio unitario de presión.

Compresibilidad total de la roca

(Cb)

•Cambio fraccional en volumen bruto de la roca con respecto al cambio unitario de presión.


COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Cuando se extrae fluido de

una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante.

Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado diferentes cambios, el cambio principal es el sufrido por los poros.


GEOMETRIA DE LA FRACTURA


Las variables que deben considerarse el diseño del proceso de fracturamiento son seis:

1. Altura (HF), usualmente controlada por los diferentes esfuerzos in situ existente entre los diferentes estratos.

2. Modulo de Young (E) o resistência a la deformación de la roca.

3. Pérdida de fluido, relacionada con la permeabilidad de la formación y las características de filtrado del fluido fracturante.


PARÁMETROS DE DISEÑO

4. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness). Resistencia aparente de la fractura, donde domina la presión requerida para propagar la fractura.5. Viscosidad del fluido (m), afecta la presión neta en la fractura, la pérdida de fluido y el transporte del apuntalante.6. Gasto de la bomba (Q), que afecta casi todo el proceso.

Los valores de estas seis variables dominan el proceso de

fracturamiento.


PARÁMETROS DE DISEÑO

El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación, debido a que se supone que el materiales isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un material ideal; al comportarse este fluido como un modelo matemático, la h se convierte en la mayor inexactitud.


MODELOS DE DISEÑO

Todos los procedimientos de diseño se basan en que la columna inyectada se divide en dos partes.

Una parte es el fluido que se pierde por filtración y la otra es la que ocupa la fractura creada; por lo que no hay una ventaja de uno sobre otro.


MODELOS DE DISEÑO

Los métodos se pueden dividir en tres grupos, dependiendo de la forma que utilizan para calcular el espesor de fractura. Grupo 1. Modelos desarrollados por Perkins y Kern (1961)

y Nordgren (1972). En ellos se supone que el espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma.


MODELOS DE DISEÑO

Grupo 2 Modelos desarrollados por Kristianovich y Zheltov (1955), LeTirant y Dupuy (1967), Geerstma y deKlerk (1969) y Daneshy (1973). Estos modelos proponen que el ancho de fractura es proporcional a la longitud de la misma, a diferencia de Perkins y Kern y Nordgren, que proponen la proporcionalidad con la altura de la fractura.


MODELOS DE DISEÑO

Las principales suposiciones entre los modelos PKN (Grupo 1) y KGD (Grupo2) son las siguientes:

Ambos suponen que la fractura es plana y que se propaga perpendicularmente al mínimo esfuerzo.Suponen que el flujo de fluidos es unidimensional (1D) a lo largo de la longitud de fractura.Suponen que la fractura es fija en altura o completamente confinada.


MODELOS DE DISEÑO

Grupo 3. Modelos tridimensionales y pseudo tridimensionales.

Los modelos mencionados anteriormente están limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollará una fractura radial.

También la altura de la fractura varía del pozo a la punta de la fractura. Esto puede remediarse usando modelos planos tridimensionales (3D) y pseudo tridimensionales (P3D).


MODELOS DE DISEÑO

HIDRAULICA DE FRACTURAMIENTO


HIDRAULICA DE FRACTURAMIENTO

Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada.


PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO

1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca.

No debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación.

No debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco.

No debe reaccionar químicamente con la roca.

No debe desestabilizar las arcillas.


2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada.



3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación.

Diferencia entre longitud de 30 a 300 mts.

A mayor profundidad se requiere que la viscosidad aumente para mantener la capacidad de transporte del agente de sostén.



4. Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Depende de: Temperatura Permeabilidad Fluido de

Formación



5. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.

No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe llegar a alguno compromiso en el diseño.



PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura

La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad.

BHFP = FG X Depth

BHFP es igual a la presión instantánea al cierre (ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph) en la cara de la formación.

BHFP = ISIP + PhFUNDACION UNIVERSIDAD DE

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La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a la presión de tratamiento en superficie (STP) “+” la presión hidrostática (Ph) “-” menos la caída de presión total (Pf).

BHFP = STP + Ph - Pf



La caída de presión total es igual a las perdidas en la tubería (Pfpipe) “+” perdidas de fricción en las perforaciones (Pfperf) “+” las perdidas de fricción cerca del pozo (near-wellbore friction /Pfnwb).

Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb



La presión hidrostática (psi) es igual a un factor de conversión (0,052) multiplicado por la profundidad vertical (LF / en ft) y multiplicado por la densidad de fluido (en lb/gal).

PH = lb/gal. x LF x 0.052

Tanto la perdida de fricción en la tubería como la perdida de presión en los perforados se determinan por pruebas de laboratorio.



EJERCICIOS

1. ¿Cuál es la Presión de Fractura?

Gradiente de Fractura: 0.75 psi/ft Profundidad: 6,250 ft

BHFP = Frac Gradient X Profundidad = 0.75 psi/ft x 6,250 ft

= 4688 psi


2. ¿Cuál es la Presión de Fractura?

STP: 4,000 psi Prof: 12,500 ft Fluido: 10 ppg

BHFP = ISIP + Ph= 4000 + (0.052x10x 12500)

= 10500 psi

EJERCICIOS


3. ¿ Cuál es el ISIP? Gradiente de Fractura: 0.80 psi/ft Profundidad: 9,200 ft Fluido: 2% KCL(8.43 lpg)

ISIP = BHFP - PhISIP= (0.80x9200) - (0.052x8.43x 9200)

ISIP= 7360 – 4033 = 3327 psi.

EJERCICIOS


4. ¿ Cuál es el gradiente de fractura ? Prof: 12,500 ft BHFP: 10500 psi

Gradiente = BHFP/ Prof.Gradiente= 10500 psi / 12500 ft

Gradiente = 0.84 psi /ft

EJERCICIOS


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